RedacciónEl Ejecutivo de la provincia de Neuquén remitió a la Legislatura el acta acuerdo suscripta el 4 de junio de 2026 entre la provincia y YPF S.A. para impulsar el Proyecto GNL, una iniciativa que busca convertir a Vaca Muerta en plataforma de exportación de Gas Natural Licuado a mercados internacionales, con foco en Asia. El convenio contempla garantías fiscales por 30 años, un régimen especial de regalías con alícuotas de entre 7,5% y 12% indexadas al índice JKM, exención de Ingresos Brutos para operaciones entre Vehículos de Proyecto Único adheridos al RIGI y un compromiso de inversión en infraestructura por hasta 175 millones de dólares a cargo de YPF. La ratificación legislativa es el paso formal que da validez jurídica plena al esquema acordado y habilita la arquitectura de incentivos sobre la cual se estructurará la decisión final de inversión.
El acuerdo se inscribe en un proceso de reconfiguración profunda del sector gasífero argentino. Vaca Muerta produce en la actualidad alrededor de 135 millones de metros cúbicos diarios de gas, un volumen que ya supera holgadamente la demanda interna en determinados períodos del año, pero que no puede volcarse al exterior de manera masiva por limitaciones de infraestructura de transporte y licuefacción. La Argentina exporta gas por gasoducto a Chile, Brasil y Uruguay, y desde 2019 opera de forma marginal en el mercado de GNL, con volúmenes acotados y sin capacidad de licuefacción propia en territorio nacional. El proyecto de planta de GNL que YPF desarrolla junto a socios internacionales —con Petronas como socio estratégico de referencia y la planta ubicada en Punta Colorada, provincia de Río Negro— es el vector que permitiría transformar esa producción en divisas genuinas a escala industrial. Sin un marco de estabilidad fiscal y regulatoria como el que ahora se formaliza en Neuquén, la viabilidad del proyecto era incierta frente a otras ofertas de GNL en América del Sur, particularmente las de Qatar, Australia y los proyectos en curso en Mozambique y Tanzania.
El acuerdo alcanza cinco nuevas concesiones de explotación no convencional de hidrocarburos solicitadas por YPF sobre bloques existentes: Meseta Buena Esperanza I y II, Las Tacanas I y II y Aguada Villanueva Norte. Estas áreas forman parte del núcleo productivo de Vaca Muerta y hoy aportan producción de gas que se integra al sistema nacional. El esquema de regalías acordado introduce una fórmula vinculada al precio spot del mercado asiático a través del JKM, un indicador que en los últimos 12 meses ha oscilado entre los 10 y los 18 dólares por millón de BTU, lo que implica que la alícuota aplicable varía según el ciclo de precios internacionales: en escenarios de precios bajos, la provincia cobra menos pero mejora la competitividad del proyecto; en escenarios de precios altos, la participación provincial se eleva hasta el 12%. Este modelo de regalías variables es consistente con lo pactado en otros contratos de GNL en el mundo y fue la clave para cerrar un acuerdo que la provincia venía negociando desde al menos 2024. En términos de inversión directa, los 175 millones de dólares comprometidos por YPF en infraestructura provincial equivalen aproximadamente al 15% del presupuesto provincial de obras públicas de 2025, lo que representa un aporte significativo para una economía provincial cuyo PBG supera los 15.000 millones de dólares anuales.
Para Neuquén, el impacto potencial del Proyecto GNL va mucho más allá del acuerdo fiscal. Si el proyecto avanza hacia su decisión final de inversión —que YPF deberá comunicar dentro de los próximos 24 meses— y la planta de licuefacción entra en operación en la primera mitad de la próxima década, la provincia podría ver incrementada su producción de gas en un porcentaje sustancial. Estimaciones del sector privado sugieren que el proyecto en su fase inicial requeriría abastecer entre 20 y 30 millones de metros cúbicos diarios adicionales de gas desde los bloques neuquinos, lo que implicaría un salto de actividad en la cuenca. El gasoducto de transporte dedicado que prevé el acuerdo es un componente crítico: sin capacidad adicional de transporte, la producción incremental no tiene salida. La construcción de ese ducto generaría empleo directo e indirecto en las etapas de construcción y operación, con impacto en ciudades como Neuquén capital, Añelo y Zapala. La economía provincial, cuya recaudación de regalías superó los 800 millones de dólares en 2025, podría ver crecer ese ingreso de manera sostenida si el cronograma de producción asociado al proyecto se cumple. A nivel macroeconómico nacional, la exportación de GNL a gran escala es uno de los pilares del escenario de superávit de cuenta corriente que proyectan los equipos técnicos del gobierno nacional para el período 2028-2035.
La ratificación legislativa en Neuquén es el próximo hito formal, pero no el más determinante. Lo que el mercado y los analistas seguirán de cerca es la decisión final de inversión que YPF debe adoptar en un plazo máximo de 24 meses. Esa decisión depende de la obtención del financiamiento internacional —estimado en varios miles de millones de dólares para la planta de licuefacción— y de la consolidación del marco regulatorio nacional bajo el RIGI. El contexto es exigente: los proyectos de GNL compiten globalmente por capital y los inversores institucionales monitorean de cerca la estabilidad macroeconómica argentina, el tipo de cambio y la coherencia de la política energética nacional. Cualquier señal de revisión del RIGI o de cambio en las condiciones de exportación podría retrasar la decisión. Por otro lado, la demanda asiática de GNL sigue siendo robusta, y Argentina tiene la ventaja comparativa de contar con reservas probadas de gas no convencional entre las mayores del mundo. Lo que resta es traducir ese activo geológico en contratos de largo plazo con compradores en Japón, Corea y China, y en financiamiento de deuda de proyecto con plazos compatibles con la vida útil de la infraestructura.
El esquema de alícuotas variables protege la competitividad del proyecto en escenarios de precios bajos, ya que la alícuota mínima del 7,5% reduce la carga fiscal sobre el productor cuando el margen de licuefacción se comprime. La provincia resigna renta en esos períodos, pero preserva la viabilidad del proyecto y el flujo de producción, que a su vez genera empleo, actividad y otros tributos. El acuerdo sigue la lógica de los contratos de producción compartida en contextos de alta incertidumbre de precio, donde una regalía fija elevada puede tornar inviable el desarrollo en los momentos del ciclo más adversos.
¿Cuál es el riesgo regulatorio si el Congreso nacional modificara o derogara el RIGI antes de que YPF tome la decisión final de inversión?El acuerdo provincial condiciona explícitamente la garantía fiscal a la permanencia del proyecto dentro del RIGI, lo que significa que una eventual modificación del régimen nacional que afecte los beneficios comprometidos podría abrir un conflicto entre los incentivos provinciales acordados y el marco federal. En ese escenario, YPF tendría argumentos para renegociar las condiciones o diferir la decisión final de inversión, ya que la ecuación financiera del proyecto fue construida sobre la arquitectura de beneficios combinada —nacional y provincial— que hoy está vigente. La estabilidad del RIGI es, por lo tanto, una condición necesaria pero no suficiente para que el proyecto llegue a la fase de ejecución.
